随钻测量参数在井眼轨迹导向中的应用

彭 武，朱继清

（1.中原油田分公司采油工程技术研究院，河南 濮阳 457001；2.中原石油勘探局钻井工程技术研究院，河南 濮阳 457001）

引言

为了提高油田开发效果，近年来中原油田开展了断块油气田水平井钻井技术研究、试验和应用。在水平井井眼轨迹控制中，利用MWD、LWD 虽然可以提高轨迹控制水平，但对于断块油气田，由于目的层变化大，轨迹准确预测十分困难，加上MWD、LWD测量的滞后性，如何提高油层钻遇率是断块油气田水平井轨迹控制的难题。中原油田根据油田地质特点，结合区块老井资料，将MWD 定向测量技术、随钻Gamma测量技术、气测录井技术相结合，成功应用于薄油层水平井钻井中，形成了具有中原油田特色的MWD＋Gamma＋C1地质导向钻井技术，取得了较好的应用效果。

1 利用随钻地质测量参数进行井眼轨迹导向原理

1.1 MWD Gamma测量技术

随钻Gamma测量的地层Gamma幅值在泥岩地层中升高，在砂岩地层中降低。Gamma值定性变化情况（见表1），中原油田典型区块油层随钻Gamma幅值（见表2）。

表1 随钻自然伽玛变化定性表

表2 中原油田典型区块油层随钻Gamma幅值

实际钻井作业中，随钻测量仪器存在一个滞后井底12m 左右的测量盲区，依靠随钻测井资料还不能准确了解井底的岩性特征及其含油气性。如果油层很薄，当随钻测井资料显示井眼轨迹偏离油层时，钻头已进入非油层12 m，若要把井眼重新调整到油层中，要钻相当长度的非油层地层，这种测量信息滞后现象将大大地影响其导向效果。

1.2 气测录井技术

气测录井可以直接测取钻井液中气态烃类的含量，有助于发现油气显示。但钻井液中混入的原油将使气测全量曲线基线升高，会掩盖地层中的油显示。但钻井液中无论加入何种有机物，在循环均匀后，组分中的甲烷、乙烷等轻组分将降低直至消失。在水平钻进中，一旦甲烷、乙烷等轻组分出现或升高，则可判断进入油层中钻进。使用快速色谱仪测量甲烷值可以看作一条准连续曲线替代全量曲线作用，用于卡油层。

C1变化也存在滞后的问题，但时间相对较短，一定程度上弥补了随钻Gamma的不足。

1.3 Gamma＋C1地质参数导向技术

1.3.1 MWD＋Gamma＋C1找油层技术

随钻Gamma＋C1找储层技术主要应用进层前的随钻Gamma＋C1校直曲线图进行地层对比。如果有明显标志层，从标志层开始使用MWD＋Gamma和C1进行监测；如果标志层不明显，至预计油气层垂深以上50m～80m 开始，使用MWD＋Gamma和C1进行监控。

1.3.2 MWD＋Gamma＋C1油层跟踪技术

随钻amma＋C1水平穿层技术主要利用进层后的Gamma＋C1曲线图，依靠地层对比和轨迹分析来确定是否钻遇油层及判断钻头和油层的相对位置。

1）利用随钻Gamma与C1变化特征判断钻头在油层中的位置

水平井在地层钻进中，当井眼从上部泥岩进入油气层C1由低值快速上升，随钻Gamma 由高值变为低值；当井眼从油气层进入下部泥岩时，C1由高值缓慢下降，随钻Gamma由低值变为高值；当井眼从下部泥岩进入油气层时，C1由低值快速的上升，随钻Gamma 由高值变为低值；当井眼从油气层进入上部泥岩时，C1由高值缓慢下降，随钻Gamma 由低值变为高值；当井眼在泥岩中钻进时，C1降为低值；随钻Gamma持续高值；当井眼在油气层中钻进时，C1达到高值，随钻Gamma 持续低值。

2）地层倾角的预测与计算

由于储层横向变化大，实钻中当根据地质构造图和设计井斜角控制轨迹时会出现钻出油层的情况，这就需要根据实钻资料估算地层倾角，可分为四种情况：

①钻头沿油层下倾方向底部穿出时：

②钻头沿油层上倾方向底部穿出时：

③钻头沿油层下倾方向顶部穿出时：

④钻头沿油层上倾方向顶部穿出时：

式中：α为地层倾角；H1为入层点垂深；H2为出层点垂深；h0为油层视垂厚度；L1为出层点水平位移；L2为入层点水平位移。

3）MWD＋Gamma＋C1地质导向钻井技术流程

MWD＋Gamma＋C1地质导向钻井技术流程（见图1）。

图1 MWD＋Gamma＋C1导向钻井技术流程图

2 MWD＋Gamma＋C1应用

2.1 利用MWD＋Gamma＋C1进行地层对比

2.1.1 通过地层对比卡准目标层

水平井轨迹控制要求高，若地质设计误差较大，仅使用几何导向，极小的误差就可导致轨迹错失目标层。应用该技术可有效的发现地质误差和轨迹误差，准确卡准目标层，指导轨迹精确击中目标层。如云2－平5井，该井采取了钻导眼方法探测地质状况。实钻时利用7＃、8＃ 层作为标志层进行对比，仍发现水平井眼着陆点比导眼探测目标层下沉4.5m。原目标层9＃ 变薄，10＃ 变厚，变化目标层为10＃ 层（见图2）。

2.1.2 判断轨迹进出层情况指导轨迹调整

利用该技术可准确判断轨迹进出层情况并以此指导轨迹跟踪目标层，例如文92－平2 井。根据导眼解释结果该井设计目标层为10＃ 层，其上9＃ 层为油水同层，其下为泥岩层。10＃ 层分为上下两段，上部是含油较差的沙层，下部含油性较好，因此将目标层定位为10＃ 层下部。实钻过程中把9＃ 作为标志层可以准确卡准目标层。轨迹在目标层钻进时根据目标层上下岩性不同，有效地判断轨迹进出层情况和进出层方向，并据此修正目标层倾角（见图3，4）。该井实钻目标层厚度不足1m，水平段钻遇率达87%。

图2 云2－平5 井地层对比图

图3 文92－平2 井地质导向图

图4 文92－平2 井地层对比

2.2 随钻进行小层细分

首先，选取特征明显的小层作为标志层定位目标层。其次，对目标层进行再次评估，若目标层显示差，可改变目标层或改变轨迹在目标层中的位置。最后，通过对目标层及其临层的认识，当轨迹偏离目标层时，可判断出层点轨迹偏离方向，并调整轨迹使其追踪目标层。

卫84－平1 井在钻进中利用该技术对目标层附近20m 井段进行精细划分，共划分了8个小沙层（见图5）。根据划分结果分别选取8＃ 上部泥岩层、9＃ 下部泥岩层、11＃ 层为标志层来定位目标层15＃ 层。钻进中利用划分结果，指导轨迹在目标层中钻进，钻遇率达到78.5%。

图5 卫84－平1 井地层对比图

2.3 完善目标层产状描述

水平井设计时，有时难以给出较准确的目标层产状。钻进中，通过Gamma＋C1导向技术对地层进行局部“放大”，并对目标层及其临层进行“连续”认识，可及时修正油层厚度、油层倾角、储层局部构造。

2.3.1 修正油层倾角

卫360－平1井设计目标层为4＃ 层上部。4＃ 层由上部物性较好的2m 油层和下部物性稍差的1m 油层组成，中间为薄泥岩夹层。在4＃ 层上方有1＃、2＃、3＃ 三个砂层，其中3＃ 层距目标层垂深4m 左右，且本区层间距较为稳定，因此以3＃ 作为标志层。根据地层对比情况，地层呈下倾2.7°，设计水平段井斜角为87.3°。

实钻过程中，根据Gamma和C1发现了1＃、2＃、3＃三个砂层，并据此修正了目标层顶深。钻至井深3 063m中A 靶，且伽玛值降低，C1值升高，判断钻遇4＃ 层。此时井斜角83.94°，垂深2 928.56m，投影位移285.13m。增斜钻至3 105.5m，Gamma值升高，C1值降低，判断钻穿4＃ 层，此时井斜87.29°，垂深2 931.73m，投影位移327.51m。按设计油层下倾2.7°计算，4＃层厚1.17m，而设计4＃ 层厚度至少2m。分析有两种可能：一是4＃ 层变薄，二是油层下倾小于2.7°或上倾。首先增斜钻至3 148m，Gamma值升高，C1值降低，判断钻穿6＃ 层。此时井斜90.19°，垂深2 933.01m。出6＃ 层时，若按下倾2.7°计算4＃ 至6＃ 层总厚为0.45m，与设计相差较大，据此排除第一种可能且判断油层为上倾。增斜钻至井深3 174m，Gamma值降低，井深3 177m 气测C1值升高，判断轨迹再次进入6＃ 层。计算得地层倾角为上倾2.03°。之后Gamma值继续降低，气测C1值进一步升高，但Gamma图中各层之间的分界不如出6＃ 层前明显，分析中4＃、5＃、6＃ 组成的一套层合为一个层（见图6）。

图6 卫360－平1随钻Gamma＋C1导向图

2.3.2 修正局部油层构造

马26－平1 井设计为一口三靶水平井，其中A－B段井斜角90.99°，B－C 段井斜角89.36°。钻进中，钻至井深3 320m，Gamma值明显下降，但C1值上升不明显，判断已进入目标层，但目标层为干层。钻至3 350m 中A 靶，井斜角89.91°，增斜钻至3 380m 井斜角91.19°，Gamma值上升，判断轨迹出目标层。以井斜角91°～92°稳斜钻至3 435m，没有钻遇目标层，判断油层下倾。降斜钻至3 575m（井斜86.67°），Gamma值下降，轨迹再次进入目标层。稳斜钻进至计算3 610m，C1值大幅上升，Gamma值继续下降。继续钻至3 642m，Gamma值上升，C1值下降，轨迹从底部穿出油层。

根据邻井资料，此时油层应向上倾斜。及时调整井眼轨迹，钻至井深3 701m 时井斜增至90.75°。Gamma明显下降，C1值明显上升，判断追上油层。稳斜91°～92°钻进，钻至在3 883m 时轨迹从油层上部钻出。钻至3 920m 轨迹接近C 点未再次进入油层，完钻。

从实钻结果来看轨迹共经历六次进出层，据此可计算油层各段视倾角：进层点1至出层点2，地层下倾0.59°；出层点2至进层点3，地层下倾1.44°；出层点4至进层点5，地层下倾1.93°；进层点5至出层点6，地层上倾0.5°。马26－平1井随钻Gamma＋C1导向图（见图7，8）。

图7 马26－平1 井随钻Gamma＋C1导向图

图8 马26－平1 井井眼轨迹示意图

2.4 发现断层

白庙平1井是部署在白庙构造主体北部白64 块的一口深层天然气水平井，整个目标层厚度11.5m。自上而下共有三个层：1＃层1.5m，2＃ 层2m，3＃ 层3m，3＃ 层显示最好；三个层中间有两个不规则夹层，总厚度5m；油层下倾角约为3°～4°，局部有可能上翘。

钻进中，轨迹控制方案为：以1＃ 层作为标志层，发现1＃ 层后校对目标层垂深，并开始增斜至85°～86°击中3＃ 层。钻进至3 901m 见到油气显示，钻遇1＃层并且目标层提前4m～5m。以（18°～19°）／100m的增斜率钻至3 960m3＃ 层底部，此时轨迹已在油气层穿行11m（垂深）。由于轨迹接近层底，增斜钻进至3 981m。按设计此时距层底1.5m，油气显示突然变差。继续增斜钻进至4 024m，井斜90.0°，并控制井斜不超过91.0°。钻进至4 040m，根据Gamma 和C1数据判断，未能再次钻遇3＃ 层，排除油层局部上倾的可能性，判断钻遇断层，初步估算断距20m 左右。

水平段和阶梯段MWD GAMMA＋C1轨迹控制过程（见图9，10）。

图9 白庙平1井随钻Gamma曲线图

图10 白庙平1井轨迹控制示意图

3 结论与认识

1）MWD＋Gamma＋C1可较好地实现复杂断块油气藏水平井地质导向，有效提高钻遇率。

2）应用MWD＋Gamma＋C1技术时，应依据钻前掌握的油层及围岩测井参数，参考地震资料预测的地层产状，结合邻井实钻提供的油层厚度资料，充分利用现场录井资料，加强地层对比，才能保证地质导向的顺利实施。

3）应用MWD＋Gamma＋C1技术时，应突破靶的限制。根据随钻数据及时调整轨迹以达到提高钻遇率的目的。

4）MWD＋Gamma＋C1技术利用气测参数C1滞后时间短，弥补了GAMMA 滞后的不足，较好地解决了动态找层问题。

5）MWD＋Gamma＋C1只能定性地反映地层流体性质，不能定量地测出地层的参数，且受多种因素的影响，气测值高并不一定是油层，需参考其它录井资料和邻井资料。

［1］窦松江，赵平起.水平井随钻地质导向方法的研究与应用［J］.海洋石油，2009，29（4）：80.